تخمين رژيم هاي تنشي در افق هاي مخزني بر اساس پارامترهاي ژئومكانيكي و نمودارهاي تصويرگر در يكي از ميادين جنوب غرب ايران

آگاهی از رژیم تنش های برجا در زمین نقش مهمی در بسیاری از فرآیندهای زمین شناسی و مشكلات مهندسی ایفا می كند. تعیین مقدار و جهت تنش های القایی ناشی از حفاری در اطراف چاه های حفاری شده اولین گام در بررسی های ژئومكانیكی و تحلیل پایداری چاه می باشد. سنگ ها و توده های اطراف چاه در معرض سه تنش برجای اصلی هستند، این تنش ها عبارتند از تنش افقی قائم، تنش افقی بیشینه و تنش افقی كمینه هستند. تخمین و اندازه گیری مقدار و جهت تنش ها برای جلوگیری از مشكلات چاه مانند پایداری چاه، ماسه دهی چاه و همچنین پیش بینی مشكلات مخزن مانند مهاجرت هیدروكربور ها و نفوذ شكستگی ها ضروری است. در این مطالعه راستا و بزرگای تنش های برجا در یكی از مهمترین مخازن گازی جنوب غرب ایران مورد تحلیل و تفسیر قرار گرفت. میدان مورد مطالعه شامل سازندهای كنگان و دالان بالایی می باشد. بدین منظور تصاویر حاصل از نمودار تصویری FMI پس از پردازش اطلاعات خام، برای شناسایی شكستگی های كششی و برشی و همچنین برای تعیین جهت تنش های دیواره چاه در این میدان مورد تحلیل و تفسیر قرار گرفت. سپس مقدار تنش های افقی با استفاده از روابط كشسان در محیط های متخلخل و مقایسه آنها با داده های درون چاهی به دست آمد. تحلیل و تفسیر شكستگی های دیواره چاه با استفاده از تصاویر FMI ، نشان دهنده روندی NW-SE برای تنش افقی كمینه ( Shmin) و NE-SW برای تنش افقی بیشینه (SHmax )می باشد. همچنین نتایج به دست آمده از مدول های كشسان Sv> SHmax > Shmin نشان دهنده رژیم تكتونیكی نرمال در این منطقه است.

Knowledge of in situ stress regime plays an important role in many processes in the Earthʹs geological and engineering problems. Determination of the magnitude and direction of the induced stresses due to the drilling of wells in the first step is to investigation the geomechanical borehole instability analysis. Rock mass surrounding the wells is exposed to three main insitu stresses, and to estimation and measurement of magnitude and stresses to avoid problems such as wellbore wall, sand wells and also predict the difficulties of hydrocarbon migration and the influence of fractures. In this orientations and magnitude in situ stresses of the greatest gas reservoir were interpreted. The Kangan and Upper Dalan Formations were invetigated. In this regard the FMI images after data processing, for identifying tensile and shear fractures, were interpreted. Estimation of horizontal stresses with the use of pro-elastic and compare them with the well data was done. Analysis and interpretation of the wellbore fractures using FMI images, have indication of the Shmin along the NW-SE and the SHmax along the NE-SW direction perpendicular to the maximum horizontal stress. According to the results based on elastic modulus shown here the Sv >SHmax>Shmin and represents the normal tectonic regime in the area